Ronda 1 entra a una fase crucial
A unos cuantos meses de que México anunció la Ronda 1, la apertura histórica de exploración y producción de petróleo al sector privado, el precio del petróleo se derrumbó. Para la mayoría de los inversionistas, la exploración y producción de crudo es el ingrediente esencial del programa de reformas estructurales del país. Pero, ¿qué ha pasado en la apertura del sector energético y a nuestras expectativas de flujos de inversión desde entonces?
Los precios del petróleo en agosto de 2014, cuando se anunció la Ronda Uno estaban en un rango entre 90-100 dólares por barril. Así, el interés por una vasta área de recursos no explotados en el hemisferio occidental fue sustancial. De forma más específica, de acuerdo al anuncio inicial, el volumen a subastar para toda la Ronda Uno en 2015 sería de 14,600 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mbpce) en recursos prospectivos y 3,800 mbpce de reservas 2P (probadas y probables). El estimado oficial de inversión asociado a la Ronda Uno fue de 8,500 millones de dólares (mdd) anuales en promedio durante 2015-2018.
De inicio, tres comentarios son relevantes:
En primer lugar, la Ronda 1 considera varios tipos de recursos a través de una amplia gama de condiciones y costos de producción. No existe un umbral binario de viabilidad para toda la ronda. Algunos de los campos considerados originalmente no son atractivos a los precios corrientes (rango 50-60 dpb), pero algunos otros proyectos lo son;
En segundo lugar, la forma en que la industria se adapta a las condiciones cambiantes es un factor relevante. Las compañías petroleras tienen menor flujo de caja y, por lo tanto, han tenido que revisar su proceso de asignación de capital. Asumiendo todo lo demás igual, menos empresas podrían participar en el proceso; asimismo, el número final de participantes también estará influenciado por las condiciones de los contratos propuestos vis-à-vis los inicialmente previstos y aquéllos en operación en otras partes;
En tercer lugar, de acuerdo con nuestros comentarios anteriores, la respuesta de las autoridades a las nuevas condiciones es importante. Creemos que la Comisión Nacional Hidrocarburos (CNH) y la Secretaría de Energía (Sener) han sido pragmáticos y se han adaptado a las nuevas circunstancias, ajustando el calendario original y teniendo en cuenta los comentarios de las empresas y la retroalimentación con respecto a los términos del contrato y los requisitos administrativos. Así, nuestra evaluación en términos de riesgo de implementación hasta ahora es bastante positiva. Estamos sorprendidos de lo bien que la Ronda 1 se ha ejecutado hasta ahora, a pesar de un entorno de precios radicalmente diferente. Una vez dicho esto, limitar los riesgos de implementación es una condición necesaria, pero no suficiente para el éxito. El proceso de construcción está avanzando, pero, vendrán? Creemos que los flujos de inversión llegarán: nuestras estimaciones se presentan más adelante en este documento.
El interés está ahí sin duda, pues 26 jugadores hoy tienen el derecho a ofertar el 15 de julio. La primera evidencia concreta de interés real en participar en la exploración y producción de petróleo en México por empresas privadas se anunció el pasado lunes (25 de mayo): 19 jugadores individuales y 7 consorcios han sido aceptados o precalificados como posibles contendientes para pujar por los primeros 14 contratos a subastar (exploración en aguas someras). El nivel de interés es bastante alentador si se tiene en cuenta que a partir del 24 de abril, se había otorgado acceso al cuarto de datos a 39 empresas, mientras que hoy 38 empresas están en la lista final de participantes precalificados; aunque algunas de estas empresas han decidido asociarse en consorcios. Además, en las siguientes semanas todavía podríamos ver algunas otras empresas que decidan unirse para participar en conjunto. Entre las empresas hay una amplia gama de nacionalidades participantes, incluyendo 3 actores privados locales y Pemex.
¿Qué viene después? Además de los primeros 14 contratos incluidos en la primera licitación, hay otras dos licitaciones en proceso. Como se muestra en la gráfica 1, los resultados para la segunda licitación, que consiste en 9 áreas de desarrollo agrupados en 5 contratos se darán a conocer el 30 de septiembre Los de la más reciente licitación- la tercera, anunciada hace sólo un par de semanas- , y que consiste en campos maduros terrestres, se darán a conocer el 15 de diciembre.
Para el resto de la Ronda 1, esperamos dos licitaciones adicionales que se anunciarán antes del final del año y los recursos involucrados serán inferiores a los previstos originalmente. Se espera que la próxima licitación incluya recursos en aguas profundas, mientras que la última será para el área de Chicontepec y recursos no convencionales. Los resultados de estas dos últimas licitaciones es probable que se anuncien durante la primera mitad del 2016. Si consideramos las tres subastas anunciadas hasta el momento, los recursos incluidos representan alrededor del 4.7% (reservas 2P) y 11.3% (recursos prospectivos) de los recursos totales anunciados en agosto de 2014. El cuadro 2 muestra los recursos originalmente anunciados en Ronda 1 y deja claro que la mayoría de los recursos tendrían que incluirse en las dos licitaciones pendientes. También creemos que en esas dos licitaciones, los recursos subastados serán menores que los previstos originalmente, ya que el nivel de complejidad (y por lo tanto, los costos) es mayor. Por ejemplo, la Sener estima que los costos de producción en aguas someras y campos maduros terrestres son alrededor de 23 y 15 dólares por barril (dpb), respectivamente, frente a un promedio nacional de 24dpb. Aunque esta es una razón de optimismo sobre el resultado de las tres primeras rondas, también pone en alerta sobre el riesgo de proyectar linealmente para las dos licitaciones pendientes.
¿Qué pasa con Pemex?
Para una evaluación adecuada de las perspectivas del sector de exploración y producción en México, es importante echar un vistazo a PEMEX. El programa de inversiones de la empresa se verá afectado por los recortes del gasto anunciados en febrero de este año, en los que se impuso a PEMEX un ajuste al gasto de 60 mil millones de pesos. En el pasado, esto habría tenido un impacto directo en el gasto de capital de la empresa petrolera del estado. Sin embargo, con la reforma energética, PEMEX tiene la oportunidad de explorar varias alternativas. Más específicamente, la compañía ahora puede asociarse con otros participantes en el sector a través de: (a) la migración de contratos de servicios a una de las nuevas modalidades de contratos que se permiten a partir de la reforma constitucional de diciembre de 2013; (b) la asociación con otras empresas (“farm-outs”) para explotar algunos de los proyectos que se asignaron a la empresa como resultado de la Ronda 0.
Aunque la atención se ha centrado en la Ronda 1, hay avances en lo que se refiere a PEMEX. En particular, Pemex ha anunciado su intención de migrar al menos 22 contratos de servicios. De hecho, las autoridades ya han aprobado la primera de esas migraciones; un yacimiento de gas natural en la región de Burgos con reservas 2P de 68mbpce. Del mismo modo, Pemex ha anunciado al menos 10 farm-outs, y se espera que un grupo inicial se asignará el 30 de septiembre (al mismo tiempo que los resultados de la segunda subasta de la Ronda 1): 3 campos maduros en aguas someras con 350 mbpce de reservas 2P. Como se puede deducir de las estimaciones de los costos de producción mencionados anteriormente, estos proyectos podrían ser muy atractivos y, por lo tanto, podrían contribuir significativamente a aliviar la restricción presupuestaria de PEMEX, permitiendo de este modo que afecte lo menos posible su programa de inversiones de 2015 (originalmente proyectadas en 27,300 mdd, estimación actual: 23,500 mdd).
En resumen, ¿cuáles son las implicaciones de inversión?
Aunque la cantidad de recursos considerados en las tres primeras subastas de Ronda 1 constituyan una proporción menor del total considerado en un inicio, igualmente harán una contribución significativa a los flujos de inversión. De acuerdo con cifras de Sener, estimamos que el desarrollo de cada uno de los 14 campos que se subastarán el 15 de julio podría generar inversiones por un valor de 1,000 mdd por proyecto. Si suponemos que el 80% de la inversión total se lleva a cabo durante los primeros 4 a 5 años, lo que sugiere inversiones anuales de alrededor de 2,200 mdd en caso de que los 14 proyectos se asignen de manera exitosa. En tanto, los recursos previstos para la segunda licitación se calculan alrededor de 4,500 mdd durante los tres primeros años de actividad. Por último, los campos maduros incluidos en la tercera licitación implicarían inversiones con valor de 620 mdd en los próximos 5 años. Por lo tanto, estas tres licitaciones en su conjunto podrían implicar un gasto en inversión adicional para el sector de 3,900 mdd por año a partir de 2016.
Estos cálculos realizados de “abajo hacia arriba” validan nuestras hipótesis para las entradas de inversión extranjera directa (IED) para el 2016. Los elementos y supuestos que solemos evaluar para la construcción de nuestro pronóstico de IED son impulsadas por un marco macroeconómico. Así, en el caso de nuestras previsiones 2015-2016 se incluye un moderado impacto de las reformas estructurales aprobadas en 2013. Los datos de inversión que se presentan en este documento nos permiten confirmar desde una perspectiva de “abajo hacia arriba” que las entradas de capital se incrementarán de forma gradual. Así, estimamos que la IED en 2015 y 2016 alcanzará los 27,300 mdd y 31,600 mdd, respectivamente. Estos números incluyen un ligero ajuste a nuestro pronóstico anterior (25,700 mdd y 30,800 mdd para este y el próximo año), dado el sorprendente aumento de los flujos durante el primer trimestre de este año.
